储层压力（精选3篇）
储层压力 篇1
由于实验室测取的毛管压力曲线是用极小的岩样,虽具有一定的代表性,但它仅代表储层一个点的情况。在油田实际应用中,存在着取平均值和综合对比的问题,J(Sw)函数则是针对这个问题提出的半经验公式[1]。
式(1)中:J(Sw)为J函数,无因次量;pc为毛管压力,MPa;σ为界面张力,m N/m;θ为接触角;k为渗透率,D;φ为孔隙度;(k/φ)1/2为综合物性指数。
J函数把流体界面张力、润湿性以及岩石渗透率和孔隙度等的影响综合在一起来表征储层的毛管压力曲线特征,它是毛管压力曲线一个很好的综合处理方法。Leverett[1]认为同类岩石的J函数具有普遍意义,在很多情况下,一个储层的所有毛管压力数据当以J函数表示时,都将简化成一条单调曲线。Brown[2]对J函数做了更为细致的实际研究:他发现所有数据点集中于一个趋势,可以简化为一条单调的曲线。由于数据点比较分散,他将岩心按岩石类型分类为灰岩和白云岩。这样得到的数据点比较集中,从而得出同一层内同一种岩石类型的J函数可以成功地进行对比。因此,应用J函数可以平均处理某一特定储层所测定的多条毛管压力曲线,以便于对比不同储层之间的毛管压力曲线。这样,用该方法处理后的毛管压力曲线就可求得某一具体储层平均的孔隙大小分布参数和孔隙结构综合参数,为储层评价、油气层改造、开发方案的编制提供可靠的依据。
然而,Leverett[1]仅仅给出了J函数的表达式,并没有对其进行详细推导;虽然不少学者[3,4,5,6]尝试着改进J函数,比如Gao的J函数分形模型,但由于J函数的由来不被人所知,因此这些模型没有从本质上得到改进。
基于以上分析,同时考虑到J函数的重要性,本文尝试着从岩石毛管束模型推导J函数。由于J函数的推导基于与实际岩芯相差很大的毛管束模型,同时J函数表达式中只引入了孔隙度和渗透率,这不能完全描述岩石孔隙结构[7,8],因此J函数的应用受到了很大限制。较为真实描述岩石的孔隙网络模型涉及的孔隙结构特征参数多而且复杂[9,10,11],如果想从网络模型着手改进J函数相当困难。考虑到J函数表达式中只有毛管压力为变量,因此对J函数的完善应从毛管压力数学模型入手。通过推导并实例计算J函数的应用表达式为幂函数形式。最后对J函数求取相渗的理论表达式进行了推导。
1 J函数推导
研究表明岩芯表述为基于直接映射的孔隙网络模型较为准确[9,10,11],然而,根据Leverett时期的研究背景和技术水平,岩芯应该表述为毛管束模型。毛管束模型因为其经典性受到了广泛应用[12,13,14],因此,研究基于毛管束模型来尝试推导J函数。
对于毛管束模型,岩芯假定为相互不连通的毛细管组成,如图1。
根据Poiseuille方程,通过一根毛细管的流量为
式(2)中:q为流量;r为毛管半径,也称孔隙半径;Δp为岩芯两端压差;μ为流体黏度;l1为毛管长度。
通过n根毛细管的流量为
由毛管束模型构成的岩芯孔隙度可以表示为
又由达西定律,
式(5)中:l2为岩芯真实长度;A为岩芯截面积;k为岩芯渗透率。
联立求解式(3)~式(5)并整理得
注意到,毛管长度l1和岩芯长度l2是不同的(实际岩芯的毛管半径是弯弯曲曲的),两者之间的比值称为迂曲度。对于一块特定的岩芯,其迂曲度通常为常数,因此式(6)可简化为
结合毛管压力定义[8]:
因此,无因次J函数表述为
2 J函数应用表达式研究
2.1 理论推导
由于J函数基于毛管束模型推导,用毛管束模型来代表储层岩石的孔隙喉道结构,存在很大误差。而较为真实描述岩石的孔隙网络模型涉及的孔隙结构特征参数繁多[9,10,11],如果想从网络模型着手改进J函数相当地困难。考虑到J函数表达式中只有毛管压力pc为变量,因此对J函数的完善应从毛管压力数学模型入手。毛管压力曲线数学模型的探究已有学者[15]进行了详细归纳总结:主要有Corey模型[16]、Brooks-Corey模型[17]、van模型[18],其中Brooks-Corey模型因为其准确性而得到了广泛应用[19,20]。
式(10)中:Se称为标准化饱和度(或归一化饱和度),
式(10)中:pd为阀压;λ为孔隙大小分布指数;Sw为湿相饱和度;Sr为最小湿相饱和度。
将Brooks-Corey毛管压力曲线数学模型带入J(Sw)函数中,得到
进一步简化为
式(13)中:。
因此,对于平均毛管压力J函数的拟合趋势应该是乘幂形式,而不是以往的指数或多项式形式。
2.2 实例计算
选取了国内某油田文检2井的10块具有代表性的岩芯,其基本物性参数见表1,毛管压力原始数据图2。由于这10块岩芯取自同一口井的同一层位(沙3下层),其物性相差不大,并且通过电镜图片得知所有的岩芯岩性均为高岭石。
根据前面的理论推导,J函数的拟合趋势应该为幂函数形式,10块岩芯的实例计算如图3。从图3得知,幂函数形式的拟合优度(R2)大于指数形式的拟合优度,因此幂函数形式的拟合准确性更高。
3 应用
J函数的主要应用是求取具有代表储层的平均毛管压力,这样基于J函数平均毛管压力求取的相渗也具有代表性。通过将J函数的表达式带入相渗求取公式,相渗的计算就显得容易和更加方便。应用毛管压力曲线求取相渗的模型有几种,这里以经典的、广泛使用的Burdine模型[7,8,21,22]为例推导应用J函数求取相渗的理论表达式。Burdine模型的湿相相对渗透率表达式为
根据前面推导的J函数应用表达式反求平均毛管压力。
进一步简化
式(16)中:。
将毛管压力表达式(16)带入Burdine模型湿相相对渗透率,有
求取结果为
同理,也可以求取非湿相相对渗透率
4 结论
(1)基于岩石毛管束模型实现了J函数的推导,加深对J函数的认识。
(2)在充分调研毛管压力曲线数学模型基础上,对J函数应用表达式进行了推导并得出其拟合函数应为幂函数形式,这为其应用指明了方向。
(3)推导出了应用J函数求取相渗的理论表达式,使得求取更为简单、具有代表性。
储层压力 篇2
1 方法分类与概述
1.1 毛管压力曲线法
毛管压力曲线法是指基于岩心样品的毛管压力曲线求取其排驱压力的方法。该方法是由Pirson提出, 其指出储层完全饱和润湿相流体时, 排驱压力与门槛压力数值上相等, 均为岩石最大孔喉处对应的毛管压力[1]。从毛管压力曲线求取的排驱压力值, 可直接反映地层岩石的孔隙结构特征及储层的储油物性好坏[6—9]。通过绘制毛管压力曲线求取排驱压力方法多种多样[10—13], 以下简要地阐述这几种重要方法。
1.1.1 半渗透隔板法
Hassler和Brunner借助外压抽吸位于半渗透隔板上方的完全饱和润湿相的岩样中流体, 使其解析, 并利用测试装置记录压力值与岩样中润湿相饱和度, 绘制毛管压力曲线[14]。该方实验过程中气体易于突破隔板而造成操作困难且测速慢, 测试范围较小。Pirson对该法做了改进, 利用外压驱使气体排驱完全饱和润湿相岩样中的流体, 通过半渗透隔板, 然后通过检测压力装置记录不同润湿相饱和度及对应压力, 绘制毛管压力曲线[1], 但该法实验操作过程较复杂。Christoffersen和Whitson实现了自动控制气油驱替实验, 大大加快了测速。随着科技的发展及后人的深入研究, 该法的测试装置已取得很大改进, 同时测试结果也越来越精确[15—18]。
1.1.2 高压压汞法
该法是绘制毛管压力曲线的重要方法。Drake和Ritter在高压下将非润湿相水银注入固体多孔介质, 记录水银注入量及注入压力, 绘制毛管压力曲线[19,20]。该法测速快, 对岩石样品要求低, 形状不规则的小块样品亦可。但实验过程复杂昂贵;实验条件与地质条件相差较大, 求取结果与真实值有偏差[21];水银对样品有污染, 致使测试完的岩石样品直接作废。Purcell研究假设地层水的润湿接触角为0°, 水银为140°, 那么压汞求取的毛管压力为饱和水的毛管压力的五倍, 以此来校正实验结果[22]。Longeron等实现了从强亲水到强亲油的不同润湿性岩样的毛管压力曲线绘制, 并且简化了操作过程, 使得测试过程更加快速有效[23]。后人研究对该法有很大改进, 但不可避免的是测试结果的误差与水银对样品的污染[24]。
1.1.3 离心法
该法绘制毛管压力曲线的研究较早, Hassler和Brunner将完全饱和润湿性流体的岩样置于岩心夹持器中, 通过高速旋转的离心力来排驱岩样中的流体, 利用平衡状态时的离心力与毛管压力的等式, 求取毛管压力, 在通过测量岩样前后重量, 获取岩样中润湿相流体的饱和度信息, 如此不断的提高旋转速度, 就可获取连续的毛管压力和润湿相饱和度信息, 然后绘制毛管压力曲线图版, 求取排驱压力[14]。Ayappa等克服了对岩样大小的限制, 实现了对长岩心毛管压力曲线的绘制[25]。后人对该法也作了深入研究, 取得较大进步[26]。同时也指出离心法求取毛管压力曲线时, 容易导致所得曲线与地层客观情况有较大差别[27—29]。该法快速、高效, 但过程复杂, 结果有偏差[30,31]。
1.1.4 孔渗拟合法
该法是近些年研究成果。前人研究指出砂岩储层孔喉半径分布与储层的孔隙度和渗透率有较好的相关关系[32—34], 毛管压力与水银饱和度之间有较好的双曲线关系, 如此便实现了通过储层孔隙度和渗透率建立储层毛管压力曲线的方法[35—39]。该法仅适用于砂岩储层, 对于碳酸盐岩储层, 其溶洞裂缝较发育, 难以确保孔喉半径与储层孔渗之间的良好相关关系, 故该法也就失效。钟大康利用该方法建立了辽河油田沙一段、沙三段砂岩储层孔渗数据反演毛管压力曲线[40]。何琰等利用分形几何学的原理和方法, 实现了利用常规岩心分析资料如孔隙度和渗透率等反演毛管压力曲线[41]。
以上方法中求取的排驱压力均是基于完全饱和润湿相流体岩样的毛管压力曲线中, 非润湿相排驱润湿相进入岩样的最小压力。而实际应用中, 许多人也将毛管压力曲线中, 非润湿相流体达到10%时对应的毛管压力定为排驱压力, 或者将毛管压力曲线中压力最小的拐点处对应的毛管压力定为排驱压力[42]。王允诚提出沿毛管压力曲线的平缓段作切线与压力轴的交点处对应的压力值为排驱压力[43]。对于缺少明显平缓段的毛管压力曲线该法使用受限。张关根用某一条回归直线来代替毛管压力曲线上平坦部分的切线求得排驱压力[44]。胡罡等利用三次样条插值拟合毛管压力与其对应的汞饱和度, 使求取排驱压力的问题转化为求取毛管压力曲线初始拐点的问题, 以上两种改进可求取较精确的排驱压力[45]。
1.2 实验室直接测定法
实验室直接测定法是指先制定一定规格的样品, 对其进行洗油烘干, 然后饱和煤油, 置于岩心夹持器中, 增压通气, 直到检测到气体从岩样另一端逸出时, 记录压力, 既为岩样排驱压力。该法操作较复杂, 测速较慢;实验结果与真实值有所偏差。付广等指出:该方法易受随机地质因素的干扰, 使用时须结合实际地质情况;用其评价盖层的封闭性时不能以点带面, 应注意实际地质条件下盖层封盖油气的相对性[46]。吕延防等实现了程序增压、出口液面连续运动的可视化、微体流量测量, 并通过实验方法对实验结果进行温度校正, 并实现由饱和煤油到饱和水排驱压力的转换[47]。该法可提高结果的精确性, 但操作仍较复杂。朱晓明等利用计算机、传感器和单片机等现代技术改进实验装置, 实现实验过程的自动化, 但其易受偶然因素干扰[48]。
1.3 地震测井资料法
1.3.1 地震资料法
该法是指通过建立储层排驱压力与地震参数数据之间的定量关系式, 利用地震数据来求取储层排驱压力值。
吕延防利用孔隙度建立了松辽盆地不同砂质含量泥质岩声波时差与排驱压力的关系[49]:
式中, Δt为声波时差, Psh、Psish、Pshsi分别为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩的排驱压力。
付广等建立了塔里木盆地的泥岩声波时差Δt与排驱压力P的定量关系式[50]:
姜振学建立了排驱压力P与地震速度V之间的定量关系[51]:
式 (6) 中, P为排驱压力, v为地震速度, a、b为常数。在此基础上, 进一步研究指出汤源断陷始新统-渐新统泥质岩排驱压力P与地震速度V的定量关系式:
吴慕宁等建立江汉盆地白垩纪盖层排驱压力P与声波速度V的定量关系[52]:
该类方法可克服对岩心的依赖, 且均可求取储层连续的排驱压力值, 求取过程简单快速, 但其现阶段主要用于评价盖层的封闭性, 关于一般岩性的排驱压力求取, 仍需深入研究。
1.3.2 测井资料法
该法是指通过建立储层测井参数与排驱压力之间的定量关系, 达到通过测井数据求取储层排驱压力值。该法主要有NMR法与MRI法。
NMR法的原理是:NMR测井T2谱可以反映孔隙内水的体积大小, 当岩石100%饱和水时, T2谱的分布便可反映孔隙大小的分布, 大孔隙内组份对应长的T2值, 小孔隙组份对应短T2值[53,54]。T2分布谱和毛管压力曲线均可反映岩石孔隙结构特征, 其二者之间必然存在密切的关系, 故可通过NMR测井的T2谱分布建立毛管压力曲线[55—57]。Norgaard J和Olsen利用NMR测井的饱和度资料建立了北海盆地白垩纪低渗透岩层的毛管压力曲线[58]。Marschall等提出了关联NMR弛豫时间和进汞毛管压力数据方法, 并以此来研究稳定水饱和度与渗透率[59]。Volokitin和Looyestijn等实现NMR测井的T2谱分布建立毛管压力曲线[60]。此后, 国内外很多学者对NMR建立毛管压力曲线作了深入研究[61—66]。何雨丹等提出对单峰T2分布用单一幂函数构造毛细管压力曲线, 对双峰T2分布, 大孔径和小孔径处用不同的幂函数分段构造毛细管压力曲线的方法[65]。邵维志等人利用二维等面积刻度转换系数计算毛细管压力曲线的方法[67]。这两种方法的使用前提是要求整个孔隙半径和孔喉半径之间存在相关关系, 对于砂岩以及某些类型的碳酸盐岩, 可以期望存在这一关系, 因为颗粒半径决定了孔径和具有连通性的孔隙 (孔喉) 大小[60], 但在深层火成岩类的储层研究中这种方法就不再适用[68]。
该法可求取连续的岩层排驱压力值, 求取过程也较方便, 但该方法涉及到毛管压力曲线的间接转化, 这种“二次转换”可能会使得求取的排驱压力值与岩层实际排驱压力值有偏差。为了克服这种“二次转换”引起的偏差, 刘春杨建立了流纹岩的NMR测井T2谱最大弛豫时间Tmax与排驱压力P之间的定量表达式[68]:
该法可精确快速的求取岩层排驱压力值, 但其使用范围较窄, 即研究区域的流纹岩排驱压力值, 而关于较一般储层的排驱压力值的求取方法仍需深入研究。
MRI法是在离心法及测井NMR法建立毛管压力曲线基础上发展起来的[69,70]。因离心法建立毛管压力曲线中存在重要偏差, 及NMR T2法对流体饱和度不够敏感等问题, Chen和Balcom通过单一速度的离心法求取长岩心的毛管压力, 在用一维MRI测井检测长岩心的流体分布及变化情况, 获取毛管压力及其相应的饱和度数据, 绘制毛管压力曲线[71,72]。后人对MRI该法作了大量研究[73—76]。其中Green实现了对常规标准岩心 (而非长岩心) 的毛管压力曲线绘制, 并深入分析气驱水、油驱水各自特殊性, 分别提出气驱水、油驱水毛管压力曲线建立方法[73—75]。该法较离心法更快速、较NMR法更精确, 测量过程也非常经济, 但其对岩心样品的依赖高, 只可求取储层某些特定位置处排驱压力值, 而非储层连续排驱压力值。
1.4 主控因素关系法
主控因素关系法是指通过分析储层排驱压力主要影响因素, 建立排驱压力与其主控因素之间的定量关系, 利用主控因素来求取储层排驱压力值。
Sperrevik等通过实测, 得出北海油田断层岩样品渗透率与排驱压力之间较好的相关关系[77]:
式 (11) 中, P为断层岩排驱压力, K为断层岩渗透率。
吕延防等提出影响贝尔凹陷岩层派体压力的主要因素为泥质含量及埋藏深度, 并建立了不同泥质含量岩石的排驱压力随深度的变化关系图版[78] (图1) 。
宋国奇等指出东营凹陷断层岩排驱压力的主控因素为断层岩泥质含量和断层岩埋深, 并建立其二因素与排驱压力的定量关系式[79] (图2) 。
史集建等研究指出歧口凹陷地层排驱压力与盖层埋深及泥质含量有较好的相关性[80]:
式 (12) 中, P为排驱压力, Z为盖层埋深, Vsh为岩层泥质含量。
该类方法可求取储层连续的排驱压力值, 求取过程简单、快速、结果也较精确, 同时该方法为排驱压力的求取方法研究提供了新思路, 但现阶段的研究成果适用范围较窄, 故该方法值得深入研究。
2 方法对比与评价
排驱压力求取方法多种多样, 且每种方法都有其适用条件, 只有对此有深刻的认识与把握, 方可在实际应用中, 充分发挥各方法的优势, 达到精确刻画储层, 更好服务科研与生产的目的。基于此, 对比与评价了上述各种方法优缺点及使用条件 (表1) 。
总体上, 四类排驱压力求取方法, 毛管压力曲线法研究最早, 最深入。毛管压力曲线法和直接驱替法均是借助岩心测试结果来评价地层排驱压力值, 在使用之前, 须深入探讨所取样品在实际地层中所处的空间位置, 其可否代表地层的一般情况, 这将直接影响研究结果的精确性。在碳酸盐岩储层排驱压力求取时需更加注意, 因碳酸盐岩储层非均值性较强, 且溶洞裂缝发育, 如果所取样品恰好位于裂缝孔洞较发育的位置, 那么就会导致样品的排驱压力值远小于地层真实排驱压力值, 不对样品位置进行评价, 而直接将其排驱压力值作为整个岩层的排驱压力值, 必然会导致评价结果的不准确。地震测井法与主控因素法是近些年的研究成果, 可求取地层连续的排驱压力值, 可避免取样的特殊位置带来的结果偏差, 求取过程也较简单、快速, 但存在的问题是, 现阶段的研究结果均是在已有资料的基础上, 通过拟合法来建立二者之间的定量关系, 结论不具一般性, 仅适合特定研究区特定层位的排驱压力值求取, 对其它地区适用性较差。因此, 笔者认为关于这两类方法的研究是未来研究重点及主要趋势, 其中又以主控因素法更为重要。可通过分析排驱压力的各个影响因素, 进而推导公式, 探讨排驱压力与其影响因素之间的客观联系, 最终建立排驱压力与其主控因素的定量表示式, 求取地层排驱压力值, 会取得较好的研究成果。
3 储层优选方法分析
针对各类方法优缺点分析, 结合常见储层的特征, 分析不同储层应优先选择的排驱压力求取方法 (见表2) 。优先选取排驱压力求取方法两原则:一是确保精确性、客观性原则;二是简单、快速、经济原则。
4 结论
(1) 储层排驱压力求取方法多种多样, 通过分析每种方法特点, 将其划分为毛管压力曲线法, 实验室直接驱替法, 地震测井资料法和主控因素关系法四大类。
(2) 地震测井资料法和主控因素关系法可求取连续的储层排驱压力, 方法简单、快速, 但精确性较低, 为未来的研究重点及发展趋势, 且又以主控因素关系法更为突出。
储层压力 篇3
葛洪魁[2](1994),M.A.Addis[3](1997),梁何生[4](2004),史明义[5](2008),谭强[6](2010)等人分别研究了压力衰竭对储层中钻井井壁稳定性的影响,但是均未考虑盖层井壁稳定性的变化规律。Morita[7](2009)认为储层压力衰竭造成盖层与储层之间存在压力差,即使泥页岩盖层渗透率很低,长时间开发后也会造成盖层和储层之间产生压力传递,造成盖层孔隙压力下降,进而影响井壁稳定。目前,国内尚未见关于储层压力衰竭对盖层井壁稳定性影响的研究文献,而国外Morita等人的研究中也未考虑压力传递对盖层强度参数的影响,给井壁稳定计算带来一定偏差。笔者综合考虑储层压力衰竭对盖层强度参数和地应力的影响,对衰竭油气田盖层中钻井的井壁稳定性进行了研究。
1 储层压力衰减对盖层压力的影响
油气开采中储层压力发生衰减。由于储层压力的衰减,泥页岩盖层和储层之间产生压力传递,导致盖层孔隙压力下降。储层压力衰竭对盖层孔隙压力的影响规律为[7]:
式(1)中:P为现今盖层压力(MPa);Pi为原始盖层压力(MPa);Pr为衰竭后储层压力(MPa);z为盖层到储层顶部的垂直距离(m);λ是与储盖层渗流率、压缩系数和孔隙度等相关的常数;te为时间(年)。
由式(1)可以看出,一定时间内,衰竭储层上部一定范围盖层的孔隙压力会受到储层力衰竭的影响,影响程度与储盖层的孔隙度、渗透率和压缩系数等参数有关。
2 盖层压力变化对强度参数的影响
储层压力衰减导致泥页岩盖层和储层之间产生压力传递。研究表明,多孔介质在压力传递的同时,也存在质量的传递,质量传递使含水量随时间、地点明显变化。对于泥页岩来说,含水量变化将导致地层强度发生明显变化[8]。通过孔隙压力、质量流量、含水量以及粘聚力和内摩擦角的相互关系,最终建立孔隙压力变化与地层粘聚力和内摩擦角之间的关系,从而得压力传递对泥页岩盖层强度参数的影响规律,具体路线如图1。
根据多孔介质的渗流力学原理和质量守恒方程,分别得到孔隙压力与质量流量以及质量流量与含水量之间的关系[8]:
式中:u为质量流量(g/s);φ为孔隙度;ρ为密度(g/cm3);C为流体压缩率(Pa-1);P为孔隙压力(MPa);W为含水量(%)。
对于含水量与泥页岩黏聚力和内摩擦角的关系,通过室内实验数据回归得到。利用现场泥页岩盖层岩心,分别测试不同含水量情况下的单轴及三轴抗压强度,通过摩尔-库仑准则计算不同含水量下的黏聚力和内摩擦角,采用简单的线性拟合,分别得到黏聚力和内摩擦角与含水量的关系,如图2和3所示。
式(4)中:m为粘聚力(MPa);n为内摩擦角(°)。
联立式(2),式(3),式(4)可得孔隙压力传递与泥页岩黏聚力和内摩擦角之间的关系。根据由以上分析可以看出,泥页岩盖层孔隙压力降低导致地层含水量降低,进而导致地层黏聚力和内摩擦角增大。
3 盖层压力变化对地应力的影响
泥页岩盖层压力的降低将会引起地应力的变化[6]。M.A.Addis曾根据多个油气田在开发过程中地应力的实测情况分析得出,地层最小水平应力的降低量与孔隙压力衰减值呈线性正相关关系,随着地层孔隙压力降低,最小水平应力值也降低[3]。
假设泥页岩盖层为均质各向同性线弹性体,盖层压力的变化只引起地层的垂向变形,则地层主应力的变化量与孔隙压力变化量之间的关系为[4]:
式(5)中:ΔσH和Δσh分别为水平最大主应力和水平最小主应力的变化量(MPa);ΔPp为孔隙压力变化量(MPa);/μ为地层岩石的泊松比;α为有效应力系数。
因此,盖层压力变化后的地应力可以表示为:
式(6)中:σH和σh分别为盖层压力降低前的水平最大、最小主应力(MPa);σ'H和σ'h分别为盖层压力降低后的水平最大、最小主应力(MPa)。
4 盖层压力变化对井壁稳定性的影响
井眼钻开后,钻井液液柱压力取代了原有岩石的支撑,合理密度的选择成为井壁稳定的关键。若钻井液液柱压力较低,井壁周围岩石所受压应力超过岩石本身的抗压强度发生剪切破坏,造成井壁坍塌失稳,此时的钻井液液注压力称为坍塌压力;反之,若钻井液液柱压力较高,井壁周围岩石所受拉应力超过岩石本身的抗拉强度造成井壁破裂失稳,此时的钻井液液注压力称为破裂压力。因此,井壁稳定研究首先要求解井眼周围的应力分布,然后选择合适的破坏准则判断井壁岩石是否发生破坏,最终确定稳定井壁的钻井液密度上下限[9]。
由于储层压力衰竭,盖层压力随之发生变化,造成盖层强度参数及地应力发生改变,影响了井周应力状态和地层强度,最终造成盖层井壁稳定性发生改变。盖层压力变化后井壁坍塌压力和破裂压力当量泥浆密度分别为:
式中:ρm为坍塌压力当量泥浆密度(g/cm3);ρf为破裂压力当量泥浆密度(g/cm3);η为应力非线性修正系数;σ'H、σ'h分别为盖层压力降低后的水平最大、最小主应力(MPa);m为压力降低后盖层的粘聚力(MPa);n为压力降低后盖层内摩擦角(°);α为有效应力系数;Pp为盖层现今孔隙压力(MPa);H为井深(m);S,为抗拉强度(MPa)。
某构造储层顶部垂深3 000 m,原始地层压力30 MPa,上覆岩层压力64.6 MPa,水平最大地应力57.8 MPa,水平最小地应力44.0 MPa,盖层有效应力系数0.7,泊松比0.2。根据前述分析结果,对不同储层压力衰竭程度下盖层的坍塌压力和破裂压力进行计算,结果如图4和图5所示。
由以上计算结果可知,随着储层压力发生衰竭,上部盖层的井壁稳定性发生改变。储层压力衰竭导致盖层坍塌压力和破裂压力均下降,钻井过程中地层破裂风险增大,钻进衰竭储层上部盖层时应主要防止钻井液漏失。假设储层压力衰竭量与开采时间呈线性关系,随着储层开采时间不断增大,储层压力衰竭对盖层井壁稳定性的影响范围逐渐增大。
5 结论
1)储层压力衰竭使储层和盖层之间产生压力传递,影响盖层地应力和强度参数,进而影响盖层的井壁稳定性。
2)储层压力衰竭导致盖层坍塌压力和破裂压力均下降,钻井过程中漏失风险增加。随着储层开采时间不断增大,储层压力衰竭对盖层井壁稳定性的影响范围逐渐增大。
3)研究方法可用于预测衰竭油气田现今储层压力下盖层的安全泥浆密度范围。储层压力衰竭造成地层沉降,顶板效应对盖层稳定性的影响需要进一步探讨。
参考文献
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